Расчетная часть-Расчет насоса ННБ скваженной штанговой насосной установки СШНУ-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Расчетная часть-Расчет насоса ННБ скваженной штанговой насосной установки СШНУ:Расчет и выбор электромеханического оборудования, Подбор плунжерного насоса, Определение максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, Определение необходимой мощности привода станка-качалки, Расчет на прочность колонны штанг, Расчет на прочность соединительной муфты-Курсовая работа-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

2 СПЕЦИАЛЬНЫЙ РАЗДЕЛ
2.1 Исходные данные
Первый пласт:
Плотность, кг/м3:
- воды –1015
- сепарированной нефти –850
- газа в нормальных условиях –1
Планируемый дебит скважины, м3/сутки –25
Обводненность продукции пласта, доли единицы –0,63
Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –1500
Пластовое давление МПа -25
Давление насыщения, МПа –4,5
Коэффициент продуктивности, м3/ МПа – 2,5
Размеры обсадной колонны, мм –273
Текущее объемное газосодержание –0,15
Второй пласт:
Плотность, кг/м3:
- воды –1010
- сепарированной нефти –900
- газа в нормальных условиях –1
Планируемый дебит скважины, м3/сутки –10
Обводненность продукции пласта, доли единицы –0,52

Глубина расположения пласта (отверстий перфорации), м –2300
Пластовое давление МПа -10
Давление насыщения, МПа –4,5
Коэффициент продуктивности, м3/ МПа – 1,5
Размеры обсадной колонны, мм –273
2.2 Основные положения технического задания
1 .Наименование и область применения
1.1 Наименование изделия и его шифр.
Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов.
1.2 Назначение и область применения. Погружной плунжерный насос предназначен для подъема пластовой жидкости на поверхность.
1.3. Возможность использования изделия для поставки на экспорт. Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов поставляться на экспорт самостоятельно при наличии патентной чистоты по стране поставок.
2. Основание для разработки.
2.1. Организация, утвердившая документ.
Кафедра НГМиО в лице заведующего кафедрой Сысоева Н.И
2.2. Тема, этап отраслевого и тематического плана в рамках которого
будет выполняться данная работа.
Дипломный проект
3.Цель и назначение разработки.
3.1. Заменяемое старое изделие или создание нового.
Модернизация оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов.
3.2.Ориентировочная потребность по годам с начала серийного производства – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, дальнейший выпуск по заказам предприятий.
3.3. Источники финансирования кафедра "Нефтегазопромысловые и
горные машины и оборудование", Южно-Российского государственного технического университета (Новочеркасского политехнического института).
3.4.  Количество и сроки изготовления – 1 шт. для кафедры НГМиО ЮРГТУ, в дальнейшем оговариваются с заказчиком.
3.5. Предполагаемые исполнители
Предполагаемые исполнители – студент кафедры НГМиО Булан М., инженеры, УВП.
4. Источники разработки.
4.1. Протоколы лабораторных и производственных испытаний
отсутствуют, конструктивные проработки отсутствуют
4.2. Перечень других источников.
Ивановский В.Н. Дарищев В.И. Сабиров А.А. Каштанов В.С. Пекин С.С. "Скважинные насосные установки для добычи нефти" Москва 2002г.
5.1. Стандарты и нормативно-техническая документация. (Технические условия на скважинные установки ТУ 26-06-1464-86.
5.2. Состав изделия, требования к устройству. Два плунжерных насоса разных диаметров, муфта специальная, штанги полые, штанги цельные.
5.3. Требования к показателям назначения, надежности и ремонтопри¬
годности. Основные технические параметры, борудования для раздельной эксплуатации двух пластов определяющие ее целевое использование и применение изложены в п. 1.2. и 5.2. настоящего ТЗ.
5.4. Требования к унификации.
При разработке конструкции оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов необходимо стремиться к максимальной унификации.
5.5. Требования к безопасности.
Эксплуатацию оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов необходимо выполнять в соответствии с правилами безопасности в нефтегазовой отрасли, Правилами технической эксплуатации электроустановок.
5.6. Эргономические и эстетические требования.
Эргономические показатели оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов должны обеспечивать максимальную эффективность, безопасность и комфортность труда.
5.7. Требования к патентной чистоте.
Оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов должно обладать патентной чистотой по странам СНГ, бывшим СЭВ, а также США, Англии, Франции, Японии, Германии.
5.8. Требования к номенклатуре изделия.
6. Экономические показатели.
6.1. Ориентировочный экономический эффект от оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов - .
6.2. Срок окупаемости затрат на оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов
6.3. Лимитная цена оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов.
6.4. Предполагаемая потребность по заказам предприятий.
7. Стадии и этапы разработки.
7.1. Разработка конструкторской документации для изготовления
опытной конструкции . Изготовление и предварительные испытания опытной конструкции оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов.
7.2. Приемочные испытания опытной конструкции оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов Корректировка конструкторской документации на установочную серию.
7.3. Изготовление установочной серии оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов.




2.3 Расчет и выбор электромеханического оборудования
2.3.1 Подбор плунжерного насоса
Для первого пласта
1. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:
     
где: ρн — плотность сепарированной нефти, кг/м3; ρв — плотность пластовой воды, кг/м3; ρг — плотность газа в стандартных условиях, кг/м3; Г — текущее объемное газосодержание; b — обводненность пластовой жидкости.
Pсм=[1015 0.63+850(1-0.63)](1-0.15) +1 0.15=811 кг/м3
2. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
        
где: Рпл — пластовое давление, МПа; Q — заданный дебит скважины, м3/сут; Кпрод — коэффициент продуктивности скважины м3/МПа.
Pзаб=15- =5 МПа
3. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
       
Ндин=1500-5 106/(811 9,8)=1191м
4. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
        
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где: Рнас — давление насыщения МПа.
Pпр=(1-0,15)4,5=3,8 МПа.
5. Определяется глубина подвески насоса:
       
L=883+(3,8 106) /(811 9,8)=1359м
Выбираю насос типа ННБ, максимальная идеальная подача 30 м3/сут
Для второго пласта
6. Определяется плотность смеси на участке «забой скважины — прием насоса» с учетом упрощений:
     
Pсм=[1010 0.52+900(1-0.52)](1-0.15) +1 0.15=910 кг/м3
7. Определяется забойное давление, при котором обеспечивается заданный дебит скважины:
        
Pзаб=20- =14 МПа
8. Определяется глубина расположения динамического уровня при заданном дебите жидкости:
       
Ндин=2300-14 106/(910 9,8)=1530м
9. Определяется давление на приеме насоса, при котором газосодержание на входе в насос не превышает предельно-допустимое для данного региона и данного типа насоса (например — Г = 0,15):
        
(при показателе степени в зависимости разгазирования пластовой жидкости т = 1,0), где:
Pпр=(1-0,15)4,5=3,8 МПа.
10. Определяется глубина подвески насоса:
       
L=1530+(3,8 106) /(910 9,8)=1950м
Выбираю насос типа НН2СП, максимальная идеальная подача 15 м3/сут
2.3.2 Определение максимальной нагрузки в точке подвеса штанг
Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг определяется по формуле
PMAX = Pmax1 + Рmax2 ;
Где: Рmax1 – максимальная нагрузка на первом интервале, Н; Pmax2 – максимальная нагрузка на втором интервале, Н.
Максимальная нагрузка на первом интервале

где: Рж – сила тяжести жидкости над плунжером, кН,
Ршт – сила тяжести штанг в жидкости, кН,
S – ход плунжера, м,
n – число двойных ходов плунжера в минуту,

где: ρж, ρшт – плотность пластовой жидкости и материала штанг, кг/м3.

где: Vж – объем жидкости над плунжером, м3, g – ускорение свободного падения, с/м2.

где: dвн.нкт. – внутренний диаметр НКТ, м,
dшт. – диаметр штанг, м,
Н – глубина спуска насоса, м.



где: L – длина штанг, м.


Максимальная нагрузка на втором интервале


где: ρж, ρшт – плотность пластовой жидкости и материала штанг, кг/м3.

где: Vж – объем жидкости над плунжером, м3, g – ускорение свободного падения, с/м2.

где: dвн.нкт. – внутренний диаметр НКТ, м,
dшт. – диаметр штанг, м,
Н – глубина спуска насоса, м.



где: L – длина штанг, м.


PMAX = 66,2 + 44,2 =110,4 кН




2.3.3 Выбор привода штангового насоса

Рисунок 2.1 - Типовой станок-качалка по ГОСТ5866-66
По максимальной нагрузке в точке подвеса штанг и длине хода устьевого штока выбираю станок качалку СКН10-3012.
Максимальная нагрузка на головку балансира, кН – 120
Длина хода полированного штока 1,2 м,
Число качаний балансира в минуту 6-12
Максимальный крутящий момент на ведомом валу редуктора, кНм – 57
Длина переднего плеча балансира, мм - 4500
Длина заднего плеча балансира, мм - 3500
Длина шатуна, мм –4080
Наибольший радиус кривошипа, мм – 1200
Габаритные размеры, мм:
Длина – 11430
Ширина – 7110
Высота – 7110.

2.3.4 Определение необходимой мощности привода станка-качалки


Определяем крутящий момент на ведущем валу редуктора

Определяем крутящий момент на ведомом валу редуктора. Принимаем передаточное число редуктора i=63

Крутящий момент на шкиве электродвигателя

Мощность двигателя равна



Принимаю электродвигатель АОП2 – 82 – 4 мощностью 65 кВт

2.4 Расчет на прочность и долговечность основных элементов
2.4.1 Расчет на прочность колонны штанг
Колонна штанг рассчитывается на растяжение от действии максимальной нагрузки в точке подвеса штанг. Штанги изготовлены из стали 20 [σp] = 25 МПа.

Где: σр – действующее напряжение растяжения, МПа
Q – приложенная сила, МН
F – площадь поперечного сечения штанг, м2
[σр] – допустимое напряжение растяжения, МПа

Где D – наружный диаметр штанг, м
D – внутренний диаметр штанг, м


Коэффициент запаса прочности

Необходимый коэффициент запаса прочности n=(1,3-1,5)[8]


2.4.2 Расчет на прочность соединительной муфты
Рассчитываем резьбовое соединение муфты на разрыв от действия нагрузки веса колонны НКТ.

Где: σр – действующее напряжение растяжения, МПа
Q – приложенная сила, МН
d – диаметр резьбы , м
[σр] – допустимое напряжение растяжения, МПа = 550 МПа

Где : ρст – плотность материала НКТ, кг/м3
g – ускорение свободного падения, с/м2
Vнкт – объем НКТ.

Где: d – внутренний диаметр НКТ, м
D – наружный диаметр НКТ, м
L – длина НКТ, м.



Коэффициент запаса прочности

Необходимый коэффициент запаса прочности n=(1,3-1,5)[8]




















2.5 Описание конструкции устройства

1 - Фильтр сетчатый; 2 - Пакер; 3 – верхний насос 4 - Соединительная муфта; 5 – нижний насос; 6 - Колонна полых штанг; 7 - Полированный шток полый; 8 - Трубопроводная арматура
Рисунок 2.2 – Скважинное оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов
Подача нефти с нижнего пласта осуществляется нижним насосом через соединительную муфту, кольцевое пространство между верхним насос и обсадной колонной, в выкидной трубопровод . Подача нефти с верхнего пласта осуществляется верхним насосом по колонне полых штанг, полому полированному штоку и гибкому трубопроводу.
Технологические операции, осуществляемые установкой:
Одновременный раздельный подъем нефти с двух пластов и ее раздельный учет.
В результате произведенных расчетов было выбрано оборудование для добычи нефти и доказано, что все элементы выдержат силовые нагрузки.